Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" (далее - система) предназначена для автоматизированных косвенных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам динамических измерений:
- объема нефти с помощью преобразователя расхода жидкости турбинного, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;
- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры или с помощью измерений плотности нефти в объединенной пробе нефти, составленной из точечных проб, пропорциональных линейной скорости потока нефти в трубопроводе системы.
Массу брутто нефти вычисляет контроллер измерительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.
Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти по результатам измерений массы брутто нефти, массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и плотности нефти.
В состав системы входят следующие основные средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy от 2" до 16" модели Dy 10" (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 16128-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;
- манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры, дифманометры показывающие МПю и МП, сигнализирующие ЭкМю и ЭкМ типа МП160ю, регистрационный номер 47452-11;
- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, регистрационный номер 17159-08;
- датчики температуры 644, 3144Р модели 3144Р, регистрационный номер 39539-08;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91;
- термометры жидкостные стеклянные точные P-L, регистрационный номер 32021-06;
- преобразователь температуры Метран 280, Метран 280 Ех модели Метран 286 Ех, регистрационный номер 23410-08;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (модели 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный номер 15644-01, 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм исполнения Т, регистрационный номер 14557-10;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (модели 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модели 7829, регистрационный номер 15642-06;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК), регистрационный номер 57563-14;
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-400, регистрационный номер 15773-11;
- расходомер UFM 3030K, регистрационный номер 32562-09;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, регистрационный номер 20054-06;
- мерник металлический образцовый 1-го разряда М1р-1000, регистрационный номер
5189-02;
- расходомер-счетчик турбинный "Турбоскад", регистрационный номер 27648-04;
- весы электронные XP-K модели XP604KM, регистрационный номер 38187-14;
- гири класса точности F1, F2, регистрационный номер 36068-07;
- весы лабораторные XP Precision модели XP32003L, регистрационный номер 19145-07;
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное динамическое измерение массы брутто нефти и объёма нефти в рабочих диапазонах температуры, давления, плотности, кинематической вязкости нефти;
- измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов приема сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в АРМ оператора.
ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа.
ПО имеет идентификационные данные, приведенные в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - | ОЗНА-Flow 3.1 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09с | 3.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - | 60075479 |
ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.
ПО имеет «средний» уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон динамических измерений массы (объёма) нефти, т/ч (м /ч) | от 500 до 8200 (от 600 до 9200) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Параметры измеряемой среды |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия |
| Температура измеряемой среды, °С | от -8,5 до +40,0 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 2,5 |
| Плотность измеряемой среды в диапазоне температуры и избыточного давления нефти, кг/м | от 815 до 885 |
| Кинематическая вязкость при температуре нефти, сСт | от 5 до 50 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы | Непрерывный |
| Параметры электрического питания : - напряжение переменного тока 3-х фазное, В - напряжение переменного тока однофазное, В - частота переменного тока, Гц | 380 220±22 50 |
| Температура окружающего воздуха, °С: - для измерительных линий; - для поверочной установки; - в блоке измерении показателей качества; - в операторной | от +5 до +40 от +5 до +40 от +5 до +40 от +18 до +25 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в центре нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 3.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино". Заводской № 2012-001 | | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" | | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино". Методика поверки | МП 0504-14-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0504-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино". Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 31.03.2017 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», диапазон от 200 до 2100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" регистрационный номер ФР.1.29.2017.25644.
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
![Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"")
68063-17: Методика поверки МП 0504-14-2016Скачать8.8 Мб